Экологически безопасные технологии предупреждения осложнений при ра

4.Расчёт распределения температуры насыщения нефти парафином в скважине.

5.Определение термодинамических условий и глубины начала интенсивного образования АСПО.

7.1.Исходные данные для расчёта

–глубина скважины Hскв, м;

–пластовая температура Tпл, К;

–температура нейтрального слоя Tнс, К;

–плотность пластовой (ρпл) и дегазированной (ρнд) нефти,

кг/м3;

–динамическая вязкость пластовой (μпл) и дегазированной (μнд) нефти, Па·с;

–давление насыщения нефти газом Pнас, МПа;

–газосодержание пластовой нефти (газовый фактор) Гнпл,

м3/м3;

–плотность газа, выделяющегося из нефти при однократном разгазировании при нормальных условиях ρг0, кг/м3;

–молярные доли азота и метана в газе однократного разгазирования (ya и yм), доли.ед.;

–плотность попутно добываемой воды при стандартных условиях ρв, кг/м3;

–содержание растворенных в воде солей С, г/л

–дебит скважины по жидкости объемный (стандартные условия) Qж, м3/сут;

–дебит скважины по жидкости массовый Qм, т/сут;

–объемная обводненность жидкости (стандартные условия) βв, д.е.;

–давление на устье скважины Pу, МПа;

–забойное давление Pзаб, МПа;

–глубина подвески насоса Ннас, м;

–потребляемая электродвигателем мощность Nпэд, кВт;

–угол отклонения скважины от вертикали α, град;

41

elib.pstu.ru

–внутренний диаметр насосно-компрессорных труб (НКТ)

dвн, м;

–внутренний диаметр эксплуатационной колонны Dэк, м.

7.2. Расчёт распределения температуры потока в скважинах

При известной пластовой температуре вычисляется температура T(Hнас) на глубине Hнас:

ω – средний геотермический градиент, К/м:

где Tнс – температура нейтрального слоя (для Урало-Поволжья 6 °С на глубине 30 м); Hнс – глубина залегания нейтрального слоя, м.

Температура жидкости на устье скважины:

Температурный градиент потока ωп на участке от глубины спуска насоса до устья рассчитывается для соответствующего диаметра насосно-компрессорных труб.

Повышение температуры на выкиде насоса ЭЦН t, если рассматривать температурный режим погружного агрегата в целом, можно рассчитать в соответствии с [48] по следующей формуле:

42

elib.pstu.ru

где α – коэффициент, равный 860 ккал/(кВт·ч); сж – удельная теплоемкость продукции, ккал/(кг·°С); сн, св – соответственно удельная теплоемкость нефти (сн ≈ 2100 Дж/(кг·°С)) и воды (св ≈ 4182 Дж/(кг·°С)); ρж – плотность продукции скважины, кг/м3; Nпд – потребляемая электродвигателем мощность, рассчитанная по паспортным номинальным данным каждого типоразмера ПЭД, кВт; Nпол.н. – полезная мощность насоса, кВт:

где Pвык, Pпр – соответственно давления на выкиде и на приеме насоса, МПа:

где см – средняя плотность смеси в интервале «забой-прием», кг/м3;

где λ – коэффициент гидравлических сопротивлений подъемника:

С учётом определения температуры жидкости на выкиде насоса выполняются расчёты и строится кривая распределения температуры потока в скважине.

На рисунке 7.1 приведен пример построения распределения температуры скважинного потока в скв. 341 Сибирского месторождения. Исходные данные приведены в табл. 7.1.

43

elib.pstu.ru

Таблица 7 . 1 Исходные данные по скв. 341 (Сибирское месторождение)

44

elib.pstu.ru

i 1

При расчете по схеме «сверху-вниз» рассматривается сначала участок движения газожидкостного потока от устья до отметки, соответствующей давлению, равному Pнас, а затем участок однофазного течения от Pнас до Pпр или до Pзаб.

Температура потока в скважине при соответствующих давлениях Pi определяется по соотношению

Для колонны НКТ и для эксплуатационной колонны в интервале от забоя до насоса принимаются соответствующие значения температуры и давления.

Для определение по заданным давлениям объемного коэффициента и вязкости нефти используются данные однократного разгазирования проб пластовой нефти в виде аппроксимирующих зависимостей:

Удельный объем выделившегося газа для соответствующих

Pi и Ti.

где

46

elib.pstu.ru

Остаточная газонасыщенность нефти (удельный объем растворенного газа) в процессе ее разгазирования

где a 1 0,0054 T 293 ; u нд G0 10 3 186 .

Относительная плотность растворенного в нефти газа при данных условиях:

elib.pstu.ru

При расчете коэффициента сверхсжимаемости для смеси газов вводят понятия псевдокритических давления Pпкр и температуры Tпкр, которые вычисляются при известном компонентном составе газа. Для приближенной оценки значений Pпкр и Tпкр можно применить формулы А.З. Истомина [47].

Приведенные давление Pпр и температура Tпр:

Коэффициент сверхсжимаемости смеси нефтяных газов, содержащих азот

где zy, za – соответственно коэффициенты сверхсжимаемости углеводородной части газа и азота.

Расчет коэффициента сверхсжимаемости углеводородной части газа в интервалах 0 ≤ P ≤ 20 МПа и 273 ≤ T ≤ 355 К:

при 0 ≤ Pпр ≤ 3,8 и 1,17 ≤ Tпр ≤ 2:

Расчет коэффициента сверхсжимаемости азота в интервале

0 ≤ P ≤ 20 МПа и 280 ≤ T ≤ 380 К:

48

elib.pstu.ru

Удельный объем газожидкостной смеси при соответствующих термодинамических условиях, т.е. объем смеси нефти,

газа и воды, отнесенный к единице объема дегазированной нефти, м3/м3:

Удельная масса смеси при стандартных условиях, т.е. масса нефти, газа и воды, отнесенная к единице объема дегазированной нефти, кг/м3:

Идеальная плотность газожидкостной смеси

Корреляционный коэффициент необратимых потерь давления (формула В.И. Щурова):

Полный градиент давления в точках с заданными давлениями, меньшими, чем Pнас, МПа/м:

Приведенная скорости жидкости в сечении колонны при

P ≥ Pнас

Учитывая, что при P > Pнас объемный коэффициент нефти и другие физические параметры изменяются незначительно, по-

49

elib.pstu.ru

лученная скорость постоянной считается на всем интервале однофазного потока.

Числа Рейнольдса для однофазного потока жидкости

Коэффициента гидравлического трения

где k – относительная шероховатость, ε – абсолютная шероховатость внутренней поверхности труб (0,1 мм).

Градиент давления в сечениях, где P ≥ Pнас, МПа/м:

При численном интегрировании зависимости dH/dP = f(P) получают распределение давления на участке НКТ, где происходит течение газожидкостного потока:

N

Hi

i1

50

elib.pstu.ru